作者 | 杨轩  何捷

在“双碳”背景下，水泥行业作为中国工业碳排放重点领域，降煤降碳压力突出。

中国自1985年起水泥产量连续40余年位居全球第一，熟料实际产能超20亿吨，占到全球接近一半。作为国内工业煤炭消费与碳排放的重点板块，行业年煤炭消费量约1.5亿吨标准煤，煤炭燃烧带来直接二氧化碳排放约4亿吨，其中熟料煅烧是水泥生产的能耗核心环节，煤炭占燃料消耗比重达85%-90%。

2020年，中国水泥行业碳排放达峰，峰值总排放量约为13.62亿吨；其中燃料燃烧排放4.52亿吨，工艺石灰石分解排放8.41亿吨，外购电力间接排放0.69亿吨。进入“十四五”，地产、基建市场需求回落，熟料产量下行叠加多轮装备节能改造，行业煤炭、电力消费总量持续回落。

但经过多轮技改，预热器、篦冷机等传统节能装备挖掘节能的边际效益持续收窄，工艺物理极限已经临近。截至2025年，行业熟料标煤耗中位数约100 kgce/t，头部能效领跑企业已经下探至74.99 kgce/t，最优示范企业达到55.90kgce/t，单纯依靠装备革新压缩化石煤耗的空间已经十分有限。

燃料替代被看作短期煤炭减量性价比最高的技术路径。

按照国家《水泥行业节能降碳专项行动计划》要求，2025年底水泥窑使用替代燃料技术的生产线占比达到30%，全行业替代燃料消费比例力争达到10%。

但现实存在明显悖论：国内头部示范线燃料替代率最高可达65%，全行业平均仅维持6%-10%；部分项目实现化石煤耗大幅下降，熟料系统综合热耗反而抬升，高比例燃料替代始终难以大规模复制推广，出现 “示范项目指标亮眼、行业整体推进缓慢” 的现实困境。

示范项目指标亮眼，行业整体推进缓慢，水泥燃料替代究竟卡在哪里？又该如何走出 “重指标、轻实效” 的困局？

中外差距：不是做不到，而是做不大

从技术可行性看，国内多个示范项目已经验证高比例燃料替代工艺完全可以落地。华新地维项目实现65%燃料替代率，安徽枞阳海螺生物质项目替代率达到40%，年消纳秸秆15万吨。反观欧盟水泥行业工厂平均热值替代率约50%，标杆工厂最高可短时实现90%甚至接近100%固废燃料煅烧。

亮眼的示范只是少数样本。

截至2025年底，国内新型干法熟料生产线合计约1200条，设计熟料产能17.1亿吨，实际熟料产能超过20亿吨。产能结构呈现大型化特征，其中3000吨/日以下产线占比26%；3000-8000吨/日中等规模产线占66%；8000吨/日以上大型产线占8%；新型干法窑单线平均规模超过4700 t/d。

全国开展协同处置固废的产线仅436条，占全部新型干法产线28%，且大部分产线只做低比例简单掺烧，并未开展全套系统改造。

水泥窑之所以可以处置固废，依托于 “两磨一烧” 完整工艺流程，1450℃以上高温可以彻底分解二噁英等有毒有害物质，实现固废无害化处置。

高燃料热值替代率的背后是较高的硬件门槛。

想要实现高比例掺烧，企业需要配套替代燃料储库、破碎分选预处理系统、旁路放风除碱氯、专用多通道燃烧器、水洗提盐、智能化喂料控制系统一整套设施。缺少成套改造直接掺烧，极易造成窑况波动、熟料品质下降、NOₓ升高等一系列问题

从能效变化趋势可以直观看到国内水泥企业持续的节能成果。2016 年工信部能效领跑企业熟料标煤耗平均值99.8 kgce/t；2025年四家能效领跑企业平均降至74.99 kgce/t，降幅24.85%。其中最优示范企业依靠60%-65%燃料替代，熟料标煤耗低至55.9 kgce/t，但代价是单位熟料综合热耗上升约10%，暴露出 “煤耗降、热耗升” 的现实技术矛盾。

下面图表更加直观展示三者的博弈关系：随着燃料替代率逐年走高，扣减替代燃料后的熟料综合能耗持续下降，但熟料单位产品综合热耗不降反升，这也是行业经常忽略的关键问题。

四重堵点：规模化推广的深层制约

中外燃料替代率差距不能简单归因为国内设备技术落后，中国建筑材料科学研究总院的研究显示，窑炉本体工艺已经通过示范项目验证可行，真正阻碍规模化落地的是四重体系性矛盾，涉及技术权衡、产业链供给、企业经济效益、政策核算机制多个维度。

第一重，技术悖论：煤耗下降不等于系统能效提升。

大量企业只盯着燃料替代率、化石煤耗两项考核指标，忽视系统综合热耗。固废原料含水率、灰分、热值波动大，还带入氯、碱、硫等杂质；如果没有充分预处理和旁路放风、水洗提盐改造，杂质会在预热器内循环富集，造成结皮堵塞，降低设备换热效率；低热值固废燃料还容易出现燃烧不完全，增大排烟热损失。最终统计口径下化石煤耗下降，但单位熟料综合热耗反而抬升约10%，整体能量利用效率变差。

这种粗放式掺烧，只是数字上实现了替代，并不是真正高质量降碳。高比例燃料替代是完整系统工程，对工厂操作管控、智能化运行水平提出很高要求，这也是大量普通产线不敢贸然提升替代比例的直接技术原因。

第二重，产业链短板：商品化替代燃料供给体系缺失。

欧盟高替代率背后，是成熟的垃圾衍生燃料（RDF）和固体回收燃料（SRF）产业，第三方专业化企业完成固废收集、分选、成型、标准化交易流通。

而国内可燃固废分属不同主管部门，生活垃圾、一般工业可燃固废、农林生物质资源分散管理；垃圾焚烧厂与水泥窑之间还存在固废资源竞争；尚未建立统一的替代燃料热值、杂质分级以及计价体系；固废跨区域转运审批流程复杂，物流成本居高不下。多数水泥厂只能自建小规模预处理车间，原料品质、供应量都不稳定，很难支撑大规模稳定掺烧。

第三重，经济账难算：行业盈利下行抑制技改投入。

当前水泥行业处于需求下行、产能过剩周期。2022-2023年行业利润大幅下滑，大量企业处于微利甚至亏损运行状态。单条5000 t/d产线实施高比例燃料替代全套改造（储库、预处理、旁路放风、燃烧器、水洗提盐、智能控制系统）投资达到数千万元。

项目收益高度依赖三大变量：原煤采购节约成本、固废处置服务费、碳市场减排收益。现实痛点：多地水泥窑协同处置固废没有处置付费，企业反而承担运输处置成本；全国碳市场水泥行业尚未全面纳入，减排收益难以覆盖增量投资。在盈利承压背景下，企业更愿意开展低投入简单协同处置，回避高投入成套改造，高比例燃料替代缺少足够商业驱动力。

第四重，政策机制存在执行堵点。

虽然《水泥单位产品能源消耗限额》（GB16780-2021）中，综合能耗计算允许扣减替代燃料贡献热量，但部分地方节能监察、能效考核执行环节口径理解不统一，企业担忧大规模使用替代燃料之后，在差别电价、能效领跑者评选中遭遇考核争议，抑制企业改造积极性。

与此同时，生活垃圾、一般工业固废、危废入窑处置审批、环保监测要求不统一；缺少水泥窑用固废燃料专项国家标准；资源综合利用增值税即征即退门槛高；缺少针对高比例燃料替代的专项补贴或绿色金融支持，激励政策落地不足。

多情景测算：燃料替代的潜力与天花板

燃料替代究竟能够为水泥行业带来多大煤炭减量贡献？

结合熟料产量变化、固废资源约束、替代率提升假设等因素，研究发现，在熟料产量自然回落之外，提升燃料替代率是实现额外煤炭减量的核心变量。2035年加速减碳情景对比基准情景，可减少0.19亿吨标煤消费；到2060年差距扩大至0.27亿吨标煤。

与此同时，需要注意的是，燃料替代也存在天花板：受国内固废资源总量、预处理成本、窑炉热工上限约束，燃料替代无法单独完成近零化石燃料。中长期必须和极致能效装备、低碳熟料、CCUS、氢煅烧等前沿技术组合协同降碳。

从行业煤耗和电耗数据变化可以看出，行业煤炭消费整体呈现震荡下行趋势，单纯依靠传统节能技改空间已经收窄，燃料替代的地位进一步凸显。

分阶段破局：告别唯替代率论，走高质量替代路线

要走出 “示范好看、推广很难” 的困境，核心是破除单纯追求高替代率的片面导向，建立“燃料替代率+熟料综合热耗+产品质量+环保排放”多维评价体系，拒绝粗放掺烧，分短期、中期、长期循序渐进推进。

短期（2025年-2030年）：打通制度堵点，培育产业链，规范示范项目

第一，统一能耗核算口径，稳定企业政策预期。严格落实《水泥单位产品能源消耗限额》（GB16780-2021），在节能监察、能效考核、能效领跑者评价中统一执行替代燃料能量扣减规则，消除企业制度层面顾虑。

第二，试点培育商品化替代燃料产业链。在安徽、广东、广西等熟料产能集中省份，扶持第三方RDF/SRF预处理产业，推动可燃固废集中分选、干燥成型，建立热值分级计价市场，改变全部由水泥厂自建预处理设施的模式，降低单厂改造成本。

第三，分类指导产线改造，建立多维评估体系。5000 t/d及以上大型产线优先开展全套高比例燃料替代改造；中小型产线优先发展中等比例掺烧；严禁只投加固废而不做配套改造。对示范项目考核不能只看替代率，同步核查熟料综合热耗、熟料质量、碱氯排放指标，规避 “高替代率、高热耗” 伪示范。

第四，完善经济激励机制。推动地方落实固废处置付费机制；打通资源综合利用税收优惠落地；待水泥行业纳入全国碳市场后，推动减排收益反哺技改投资。

中期（2031‑2045）：规模化推广，构建完整产业生态

一是完善标准体系。出台水泥窑用替代燃料国家标准，明确热值、含水率、氯硫重金属限值、储存运输规范，打通固废跨区域合规调配通道。

二是扩大商业化高替代率产线规模。在固废资源禀赋较好区域，打造一批30%-50%热值替代率商业化项目，形成可复制可推广商业模式。

三是多技术耦合协同降碳。燃料替代与六级预热器、第四代篦冷机、节能耐火材料、富氧燃烧、厂区分布式光伏同步改造；同步推广高贝利特、硫（铁）铝酸盐低碳水泥，实现燃料端、原料端双向降碳。

长期（2046‑2060）：前沿技术融合，走向深度脱碳

受国内固废资源总量约束，燃料替代存在上限，无法单独实现近零化石燃料。行业需要采用“燃料替代+绿氢/电辅助煅烧+富氧燃烧+CCUS” 的组合技术路线。同时客观评估绿氢现实约束：当前国内绿氢成本约40-50元/kg，相比煤炭经济性差距巨大，仅适宜开展工业示范，不能急于大规模商业化推广。同时配合落后产能退出、原料结构调整，多条路径合力实现行业深度降碳。

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者杨轩为北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目分析师；何捷为环境材料科学与环境保护研究所副总工程师 ）